天然气液化工艺技术比较

天然气液化工艺技术比较

基本负荷型LNG 大多采用丙烷/ 混合制冷（C3/MR）工艺（C3 是工艺代号），该工艺是由空气产品及化学公司APCI （Air Product s and Chemicals Inc. ）于20 世纪70 年代发明的，全世界大约95%的LN G工艺是在该工艺的基础上演变而来的，该工艺通常采用蒸汽轮机或燃气轮机驱动压缩机，冷却方式可采用水冷和空冷等。近年来，随着低温热交换器制造技术的发展，丙烷/ 混合制冷工艺得到更加广泛的运用，装置的生产规模达到了每年400X104 t 。

近期LNG工业快速增长再次刺激了LN G工艺的技术发展，也使一些传统的LNG 生产工艺得到了关注，尤其是混凝土结构的、驳船型、浮式LNG 装置等小规模LNG 项目的应用。例如：Phillips 在大西洋LNG 项目（the At lant ic LNG

project ）中，采用复迭式工艺，使该工艺再次受到关注。Pritchard 在PRICO 工艺的基础上对单混合制冷工艺的功耗效率进行了很大改进，使该工艺能用于陆上或海上LN G 生产装置。

一、比较基础

由于技术内容无法公开获得，所以在实践中对不同工艺的逐项比较是很困难的。因此，笔者仅使用相同的条件（冷却介质、原料气、标准、费用）对优化的丙烷/ 混合制冷工艺与其他较好的4 类工艺进行了比较，它们是：丙烷/ 混合制冷工艺（C3/ MR）、

复迭式制冷工艺（CCS ）、改进的双混合式制冷工艺（DMR）、改进的单混合式制冷工艺（SMR）和带预冷的氮膨胀制冷工艺（工艺代号为N2）。为方便比较，假定LNG 装置采用相同的预处理单元。研究的限定条件为：原料气温度为25 C、压力为60 MPa；原

料气组分体积含量为甲烷85. 1% 、乙烷6. 5%、丙烷3%、丁烷1. 2% 、戊烷及重组分0. 5%氮气1. 5%、二氧化碳2. 2% ;环境平均温度27 C；回收的LPG 组分重新注入LNG；所有的工艺都采用空气冷却系统；LNG 的贮存及装载设施，通用设施不在研究的范围内。

二、工艺流程简述

笔者选用最新型的丙烷/ 混合制冷工艺作为比较研究的参考。丙烷/ 混合制冷工艺以丙烷作为预冷介质，混合制冷剂（氮气、甲烷、乙烷、丙烷）作为液化介质，选用一台燃气透平驱动压缩机，

对丙烷进行压缩并经空冷后冷凝。气相和液相制冷剂依次冷却及膨

胀，达到预定的最佳制冷曲线。天然气在热交换器中被液化，丙烷

循环为混合制冷剂及天然气提供预冷冷量。复迭工艺流程是一个复合

制冷系统。该工艺采用高沸点制冷剂，为下一级的制冷剂提供冷量，

使用纯净的单组分。丙烷和乙烯制冷循环通常采用封闭式的制冷循

环，甲烷采用开式的循环，用釜式热交换器和板式热交换器冷却天然气。使用这种换热器，可以使其传热温差非常大，当甲烷压缩机的压缩比限定后，在高于环境温度条件下，LNG 和闪蒸气进入LN G 罐，尾气经压

缩机增压后返回液化单元原料气入口，构成甲烷循环的一部分。双重混合制冷工艺（DMR）采用甲烷、乙烯、丙烷和丁烷混合物作为预冷介质，制冷剂压缩后经过空气冷却系统冷却、膨胀以提供冷量。单重混合制冷工艺（SMR）中只有一个制冷循环将天然气在环境温度和同一压力下变为LNG制冷剂为氮气、甲

烷、乙烷和丙烷的混合物，制冷剂在压缩机组级间经空冷器部分冷凝，气相被压缩冷却并与液相混合后进入板翅式换热器冷却和膨胀。天然气在同一热交换器中预冷和液化。氮气膨胀制冷工艺使用丙烷作为预冷介质，氮气为液化制冷剂。氮气由丙烷预冷，冷却后的氮气在三台膨胀机中膨胀。从工艺流程可以看出，单混合制冷工艺流程、氮气膨胀制冷循环流程工艺简单，设备数量少，装置占地面积小；丙烷/ 混合制冷工艺流程、双复迭式制冷工艺流程、双重混合制冷工艺流程工艺较复杂，设备数量多，装置占地面积较大；氮气膨胀制冷循环流程因其制冷剂单一，易获得，更适合于边远地区或海上平台。

三、主要工艺设施驱动制冷压缩机的燃气轮机常用的有GE？？

5C（双轴、可

变速）和GE？？7EA（单轴、不可变速）两种机型，都是由GE （General Electric ）公司制造的。这些燃气透平机组在

LNG 领域的应用较为成功，并且自身能耗相对较低。作为预冷及复迭式制冷中的多级压缩机通常采用离心式压缩机，它们的流量最大，高效率的轴流式压缩机可用于第一级的混合制冷剂和氮气的压缩。压

缩机的选用是以设计工程公司经验及用户对机器的使用反馈信息决定的，电动机常用作启动/ 辅助及尾气压缩动力。笔者所研究的5 种工艺采用的运转设备见表1。

热交换器

低温热交换器形式为绕管式( SpoolWo und ) 、板翅式或者釜式( Co reinket t le ) 。选择哪一种可根据经验、介质的冷却特性及用户而决定( 包括尺寸及费用) 。通常条件下低温换热器设备如表2。

四、工艺比较

1.LNG 产量工艺流程的计算，其目的是计算在给定条件下如可用燃气轮机、空冷器空冷温度、最大热交换面积下的最大LNG 产量。从表3 可以看出，除了氮气膨胀工艺之外，各流程LNG 产量都较高。氮气膨胀工艺中的LN G 产量低的原因是由于氮气膨胀提供的潜在冷量较少，主要以显热而非潜热的形式提供冷量。

2.功耗对费用及效率进行的粗略比较基准是工艺系统的单位比功耗，即产量以t/ d 为单位时LNG 压缩机的轴功率，计算包括所有制冷压缩机及尾气压缩机功耗，不包括液体、气体的膨胀功。其结果如表4。

从表4可以看出，C3I MR及DMR流程的比功耗相对较低；

N2 膨胀制冷循环比功耗相对较高。当环境温度较高时，复迭式制冷工艺存在一定的缺陷，丙烷压缩机驱动必须装备大功率的辅助电机，燃机必须高负荷运行。

3.生产线液化装置效率

每套LNG 生产线自身以及部分公用工程所需的燃料主要来自尾气。装置的液化率可以定义为有效产品（LNG 及凝结物）量除以进气量。液化装置的效率见表5。

从表5中可以看出DMR C3I MR及SMR工艺的效率较高，

N2 工艺效率较低。

五、结论

上述的比较研究表明，对于在热带地区建造的大型LNG 装置，采用C3I MR 工艺是最好的选择。其他可以用的工艺是双混合式制冷工艺和单混合式制冷工艺。带预冷的氮膨胀工艺对大型陆上工厂来说不是最经济的选择，但因其工艺简单，设备数量少，制冷剂易获得和补充，较适合用于边远地区和海上小型天然气处理工厂。

LNG气化站工艺流程

LNG气化站工艺流程 LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。

进入城市管网 储罐增压器 整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。 卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装

LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每 次卸车前都应当用储罐中的LNG 对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管 道。 气化流程： 靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化 加压蒸发器卸车方式二 槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器 加压蒸发器 卸车方式三 气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机 加压蒸发器 卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮 低温烃泵

【能源化工类】中原油田天然气液化工艺研究

（能源化工行业）中原油田天然气液化工艺研究

中原油田天然气液化工艺研究 杨志毅张孔明王志宇陈英烈王保庆叶勇刘江旭中原石油勘探局457001e-mail:b56z7h7@https://www.wendangku.net/doc/812613817.html,摘要：本篇参考了国内外有关液化天然气（LNG）方面大量的技术资料，结合中原石油勘探局天然气应用技术开发处LNG工厂建设过程中的实践经验，简要介绍了目前国内外LNG产业的发展状况和LNG在国内发展的必要性以及发展前景。其中LNG发展状况部分，引用大量较为详实的统计数据，说明了我国目前LNG发展水平同国外水平间的差距和不足，且介绍了我国天然气资源状况，包括已探明的储量。工艺介绍部分，简要介绍了目前国外已用于工业生产的比较成熟的工艺方案，同时以大量篇幅介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处，针对自身气源特点，设计出的三套液化工艺的技术性能及经济比较，旨在为大家今后从事LNG产业开发、利用提供壹些有益的帮助。同时本篇仍介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处正在建设中的LNG工厂的工艺路线及部分参数。引言能源是国民经济的主要支柱，能源的可持续发展也是国民经济可持续发展的必不可少的条件。目前，我国能源结构不理想，对环境污染较大的煤碳在壹次能源结构中占75%，石油和天然气只占20%和2%，尤其是做为清洁燃料的天然气，和在世界能源结构中占21.3%的比例相比，相差10倍仍要多。所以发展清洁燃料，加快我国天然气产业的发展，是充分利用现有资源，改善能源结构，减少环境污染的良好途径。从我国天然气资源的分布情况来见，多分布于中西部地区，而东南沿海发达地区是能源消耗最大的地区，所以要合理利用资源，解决利用同运输间的矛盾，发展LNG产业就成了非常行之有效的途径。液化天然气（LNG）的性质及用途：液化天然气（liquefiednaturalgas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温、液态混合物，其体积仅为气态时的１／625，具有便于经济可靠运输，储存效率高，生产使用安全，有利于环境保护等特点。LNG用途广泛，不仅自身能够做为能源利用,同时可作为LNG汽车及LCNG汽车的燃料，而且它所携带的低温冷量，能够实施多项综合利用，如冷藏、冷冻、空调、低温研磨等。液化天然气（LNG）产业国内外发展情况：1．国外LNG发展情况：液化天然气是天然气资源应用的壹种重要形式，目前LNG占国际天然气贸易量的25%，1997年已达7580万吨，（折合956亿立方米天然气）。LNG主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。LNG自六十年代开始应用以来，年产量平均以20%的速度持续增加，进入90年代后，由于供需基本平衡，海湾战争等因素影响，LNG每年以6～8%的速度递增，这个速度仍高于同期其它能源的增长速度。2．国内LNG概况在我国，液化天然气在天然气工业中的比重几乎为零，这无法满足我国经济发展中对液化天然气的需求，也和世界上液化天然气的高速度、大规模发展的形势相悖，但值得称道的是，我国的科研人员和从事天然气的工程技术人员为我国液化天然气工业做了许多探索性的工作。目前，有三套全部国产化的小型液化天然气生产装置分别在四川绵阳、吉林油田和长庆油田建成，三套装置采用不同的生产工艺，为我国LNG事业发展起到了很好的示范作用。3．我国天然气资源优势我国年产天然气201多亿Nm3,天然气资源量超过38万亿M3，探明储量只有4.3%，而世界平均为37%，这说明我国天然气工业较落后，同时说明了我们大力发展天然气工业是有资源保证的，是有潜力的。目前几种成熟的天然气液化工艺介绍天然气液化过程根据原理能够分这三种。第壹种是无制冷剂的液化工艺，天然气经过压缩，向外界释放热量，再经膨胀（或节流）使天然气压力和温度下降，使天然气部分液化；第二种是只有壹种制冷剂的液化工艺，这包括氮气致冷循环和混合制冷剂循环，这种方法是通过制冷剂的压缩、冷却、节流过程获得低温，通过换热使天然气液化的工艺；第三种是多种制冷剂的液化工艺，这种工艺选用蒸发温度成梯度的壹组制冷剂如丙烷、乙烷（或乙烯）、甲烷，通过多个制冷系统分别和天然气换热，使天然气温度逐渐降低达到液化的目的，这种方法通常称为阶式混和制冷

液化天然气项目可行性报告

液化天然气项目 可行性报告 规划设计/投资分析/实施方案

液化天然气项目可行性报告 近年来，我国LNG产业发展迅速，目前我国国内有21个接收站具备生 产能力，产量达到800万吨。2018年我国LNG进口量更是达到了5400万吨。而我国LNG产量的提升以及不断增加进口量与我国天然气的消费量息息相关。未来，随着节能减排力度的不断加强，能源结构的调整，天然气的需 求呈现快速增长趋势，预计到2020年天然气的需求量将超过2000亿立方米，缺口将达1000亿立方米，巨大的供给缺口或将由LNG填补，推动行业 发展。 该液化天然气项目计划总投资6947.49万元，其中：固定资产投资5877.50万元，占项目总投资的84.60%；流动资金1069.99万元，占项目 总投资的15.40%。 达产年营业收入8317.00万元，总成本费用6645.09万元，税金及附 加123.21万元，利润总额1671.91万元，利税总额2025.73万元，税后净 利润1253.93万元，达产年纳税总额771.80万元；达产年投资利润率 24.06%，投资利税率29.16%，投资回报率18.05%，全部投资回收期7.04年，提供就业职位145个。 重视环境保护的原则。使投资项目建设达到环境保护的要求，同时， 严格执行国家有关企业安全卫生的各项法律、法规，并做到环境保护“三

废”治理措施以及工程建设“三同时”的要求，使企业达到安全、整洁、文明生产的目的。 ......

液化天然气项目可行性报告目录 第一章申报单位及项目概况 一、项目申报单位概况 二、项目概况 第二章发展规划、产业政策和行业准入分析 一、发展规划分析 二、产业政策分析 三、行业准入分析 第三章资源开发及综合利用分析 一、资源开发方案。 二、资源利用方案 三、资源节约措施 第四章节能方案分析 一、用能标准和节能规范。 二、能耗状况和能耗指标分析 三、节能措施和节能效果分析 第五章建设用地、征地拆迁及移民安置分析 一、项目选址及用地方案

天然气液化工艺部分技术方案(MRC)..

天然气液化工艺部分技术方案（MRC） 一、 天然气液化属流程工业，具有深冷、高压，易燃、易爆等特征，在生产中具有极高的危险性，既有比较高的温度（280℃）和压力（50Bar），也有低温（-170℃），这些单元之间紧密相连，中间缓冲地带比较小，对参数的变化要求严格，这对LNG液化装置连续生产自动化提出了很高的要求。 LNG装置的制冷剂配比与产量和收率直接相关，因此LNG生产过程中控制品质占有非常突出的位置。整个生产过程需要很多自动化硬件和配套的软件来实现。以保证生产装置的安全、稳定、高效运行，不仅是提高效益的关键，而且对生产人员、生产设备，以及整个厂区安全都十分重要。 二、工艺过程简述 LNG工艺流程图参见P&ID图 1、原料气压缩单元 来自界区外的天然气经过过滤器除去部分碳氢化合物、水和其它的液体及颗粒。35MPa(G)的原料气进入脱CO2单元。 3、脱水脱酸气单元 原料气进入2台切换的干燥器，在这里原料气所含有的所有水分和CO2被脱除，干燥器出口原料气中水的露点在操作压力下低于-100℃。经过分子筛干燥单元，在这里原料气再经过两个过滤器中的一个进行脱粉尘过滤。 4、液化单元 进入冷箱的天然气在中被冷却至-35℃，在这个温度点冷箱分离罐中，脱除大部分重烃；天然气继续冷却至-70℃，在这个温度点，天然气在冷箱分离器中，脱除全部重烃，出口的天然气中C5+重烃含量降至70ppm以下；甲烷气继续冷却至-155℃，节流后进入冷箱分离罐中分离，液体部分即为液化天然气被送至液化天然气储罐中储存，气相部分返回冷箱复温后用作分子筛干燥单元的再生气。 5、储运单元 来自液化单元的液化天然气进入液化天然气储罐中储存，产量为420m3，储罐容量为4500 m3,储存能力为10天。 6、制冷剂压缩单元 按一定比例配比的制冷剂，经过制冷压缩机增压至1.3MPa(G)后经中间冷

天然气液化项目LNG市场分析

天然气液化项目LNG市场分析 1.1 世界液化天然气供求状况 目前世界LNG贸易分成两个界线分明的市场，一个是亚太地区，一个是大西洋盆地地区。在亚太地区日、韩是两大进口国，印尼、马来西亚是两大出口国。在大西洋盆地地区，法国、美国是两大进口国，尼日利亚、阿尔及利亚、特立尼达和多巴哥是主要出口国。截止1999年，世界LNG出口国有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年。今后几年还将有新的LNG项目投入生产，现计划发展的LNG项目有：阿曼96亿立方米/年、印度尼西亚的邦坦第八套40亿立方米/年与纳土纳72亿立方米/年、澳大利亚戈根（Gorgon）125亿立方米/年、俄罗斯95亿立方米/年的萨哈林项目、加拿大50亿立方米/年的项目、也门76亿立方米/年等二十余个；设计能力超过了1455亿立方米/年，预计到2010年世界LNG的生产能力将在现有的基础上翻一番。 过去十年LNG贸易量上升了近一倍。目前呈上升趋势。

目前世界LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至1630亿至1690亿立方米。2010年大西洋盆地LNG 需求约为49~68Mt/a，供应能力为90Mt/a。亚太地区LNG需求约为97.2~133.4Mt/a，供应能力约为170Mt/a。 今后亚洲市场将成为LNG需求中心。目前亚洲占世界LNG贸易量的77%，预计今后亚洲市场LNG需求仍持续增长。日本是LNG进口大国，2001年的需求量占世界需求量的52%，占亚洲需求量的70%左右。预计2010年日本LNG 进口量为7200万吨，韩国的进口量为2000万吨，台湾地区为1100万吨。印度和中国这两个亚洲大国是最有希望增长的潜在市场。 目前世界LNG贸易由于区间贸易的差异及运输费用等不同形成了三种不同的价格。即亚洲、欧洲和美国三个特有进口价格的出现。亚洲市场（日本）LNG价格从1994年的3.2美元/Mbtu增长到2000年的4.7美元/Mbtu，目前雪佛龙承诺从2010年起的25年内将向日本中部电力每年提供150

LNG气化站工艺流程

LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺 系统：EAG系统安全放散气体 BOG系统蒸发气体 LNG系统液态气态 LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设臵的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。 卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG

的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。 1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压 ①LNG气化站流程 LNG气化站的工艺流程见图1。

图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化 靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储

LNG天然气液化项目环境保护建设方案

LNG天然气液化项目环境保护建设方案 1.1 编制依据 ?《建设项目环境保护管理条例》中华人民共和国国务院令第253号文1998年11月29日颁发。 ?《建设项目环境保护设计规定》（国家计委、国务院环保委员会颁发的[87]国环字第002号）。 ?化工建设项目环境保护设计规定（HG/T20667-1986）。 1.2 设计采用的环境保护标准 1.2.1 环境质量标准 ?大气环境执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996），甲醇参照执行《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）中居住区大气中有害物质的最高允许浓度；

?地表水执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅱ类标准； ?环境噪声执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中3类标准。 1.2.2 污染物排放标准 ?废气执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996） ?废水排放执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）三级标准； ?厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-2008）Ⅲ类；施工期执行《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）中相关规定。 1.2.3 其它标准 ?《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)；

?《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)； ?《危险废物填埋污染控制标准》(GB18598-2001)。 1.3 建设项目概况 本项目为公司天然气液化9.72万吨/年液化天然气项目，位于位于吴忠县工业园区。项目生产总定员60人。本项目预计总投资30000万元人民币。 1.4 主要污染源和污染物 通过生产装置工艺流程及产污环节分析，结合公用工程及辅助设施排污情况，本节将对项目污染物来源、排放状况作定量分析。 1.4.1 废气 装置正常工况下的废气污染源主要有三股，①来自生产LNG装置的燃气透平产生的燃烧废气；②来自于CO2脱除单元的溶剂再生所产生的酸性气体；③来自各系统安全阀泄放的甲烷气。

LNG液化工艺的三种流程

LNG液化工艺的三种流程 LNG是通过将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高、有利于城市负荷的平衡调节、有利于环境保护，减少城市污染等优点。 由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。为保证能源供应多元化和改善能源消费结构，一些能源消费大国越来越重视LNG的引进，日本、韩国、美国、欧洲都在大规模兴建LNG接收站。我国对LNG产业的发展也越来越重视，LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出，其地位日益提升。 1 天然气液化流程 液化是LNG生产的核心，目前成熟的天然气液化流程主要有:级联式液化流程、混合制冷剂液化流程、带膨胀机的液化流程。 1.1 级联式液化流程 级联式(又称复迭式、阶式或串级制冷)天然气液化流程，利用冷剂常压下沸点不同，逐级降低制冷温度达到天然气液化的目的。常用的冷剂为水、丙烷、乙烯、甲烷。该液化流程由三级独立的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯、甲烷。每个制冷循环中均含有三个换热器。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量;通过9个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低，直至液化如下图所示。 1.2 混合制冷剂液化流程 混合制冷剂液化流程(Mixed-Refrigerant Cycle，MRC)是以C1~C5的碳氢物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、膨胀，得到不同温度水平的制冷量，逐步冷却和液化天然气。混合制冷剂液化流程分为许多不同型式的制冷循环。

液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍[1]1

液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍 1. 前言 与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。LNG 槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。最后，当管道天然气到来时，LNG站可作为调峰和备用气源继续使用。 2．气化站工艺介绍 由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车自带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。在空温式气化器中，LNG经过与空气换热发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。 3. 主要设备选型 3. 1 LNG储罐 3．1．1储罐选型 LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：

a)真中粉末隔热 隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。 b)正压堆积隔热 采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。 c)高真空多层隔热。 采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。 国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。 3．1．2储罐台数 储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源，运输周期最远的可达5天，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。其主要工艺参数如下： 工作压力：0．6MPa， 设计压力：0．77MPa， 工作温度：-162℃，

关于编制液化天然气项目可行性研究报告编制说明

液化天然气项目 可行性研究报告 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司编制时间：https://www.wendangku.net/doc/812613817.html, 高级工程师：高建

关于编制液化天然气项目可行性研究报告 编制说明 （模版型） 【立项 批地 融资 招商】 核心提示： 1、本报告为模板形式，客户下载后，可根据报告内容说明，自行修改，补充上自己项目的数据内容，即可完成属于自己，高水准的一份可研报告，从此写报告不在求人。 2、客户可联系我公司，协助编写完成可研报告，可行性研究报告大纲（具体可跟据客户要求进行调整） 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司 专 业 撰写节能评估报告资金申请报告项目建议书 商业计划书可行性研究报告

目录 第一章总论 (1) 1.1项目概要 (1) 1.1.1项目名称 (1) 1.1.2项目建设单位 (1) 1.1.3项目建设性质 (1) 1.1.4项目建设地点 (1) 1.1.5项目主管部门 (1) 1.1.6项目投资规模 (2) 1.1.7项目建设规模 (2) 1.1.8项目资金来源 (3) 1.1.9项目建设期限 (3) 1.2项目建设单位介绍 (3) 1.3编制依据 (3) 1.4编制原则 (4) 1.5研究范围 (5) 1.6主要经济技术指标 (5) 1.7综合评价 (6) 第二章项目背景及必要性可行性分析 (7) 2.1项目提出背景 (7) 2.2本次建设项目发起缘由 (7) 2.3项目建设必要性分析 (7) 2.3.1促进我国液化天然气产业快速发展的需要 (8) 2.3.2加快当地高新技术产业发展的重要举措 (8) 2.3.3满足我国的工业发展需求的需要 (8) 2.3.4符合现行产业政策及清洁生产要求 (8) 2.3.5提升企业竞争力水平，有助于企业长远战略发展的需要 (9) 2.3.6增加就业带动相关产业链发展的需要 (9) 2.3.7促进项目建设地经济发展进程的的需要 (10) 2.4项目可行性分析 (10) 2.4.1政策可行性 (10) 2.4.2市场可行性 (10) 2.4.3技术可行性 (11) 2.4.4管理可行性 (11) 2.4.5财务可行性 (11) 2.5液化天然气项目发展概况 (12)

天然气液化工艺-燃气安全

天然气液化工艺 工业上，常使用机械制冷使天然气获得液化所必须的低温。典型的液化制冷工艺大致可以分为三种：阶式(Cascade)制冷、混合冷剂制冷、带预冷的混合冷剂制冷。 一、阶式制冷液化工艺 阶式制冷液化工艺也称级联式液化工艺。这是利用常压沸点不同的冷剂逐级降低制冷温度实现天然气液化的。阶式制冷常用的冷剂是丙烷、乙烯和甲烷。图3-5[1]表示了阶式制冷工艺原理。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。制冷剂丙烷经压缩机增压，在冷凝器内经水冷变成饱和液体，节流后部分冷剂在蒸发器内蒸发(温度约-40℃)，把冷量传给经脱酸、脱水后的天然气，部分冷剂在乙烯冷凝器内蒸发，使增压后的乙烯过热蒸气冷凝为液体或过冷液体，两股丙烷释放冷量后汇合进丙烷压缩机，完成丙烷的一次制冷循环。冷剂乙烯以与丙烷相同的方式工作，压缩机出口的乙烯过热蒸气由丙烷蒸发获取冷量而变为饱和或过冷液体，节流膨胀后在乙烯蒸发器内蒸发(温度约-100℃)，使天然气进一步降温。最后一级的冷剂甲烷也以相同方式工作，使天然气温度降至接近-160℃;经节流进一步降温后进入分离器，分离出凝液和残余气。在如此低的温度下，凝液的主要成分为甲烷，成为液化天然气(LNG)。

阶式制冷是20世纪六七十年代用于生产液化天然气的主要工艺方法。若仅用丙烷和乙烯(乙烷)为冷剂构成阶式制冷系统，天然气温度可低达近-100℃，也足以使大量乙烷及重于乙烷的组分凝析成为天然气凝液。 阶式制冷循环的特点是蒸发温度较高的冷剂除将冷量传给工艺气外，还使冷量传给蒸发温度较低的冷剂，使其液化并过冷。分级制冷可减小压缩功耗和冷凝器负荷，在不同的温度等级下为天然气提供冷量，因而阶式制冷的能耗低、气体液化率高(可达90%)，但所需设备多、投资多、制冷剂用量多、流程复杂。

液化天然气项目可研

液化天然气项目可研 可行性研究报告 2019年7月

目录 1.0 总论 (4) 1.1 概述 (4) 1.2 项目提出的背景和意义 (4) 1.3 研究结论 (8) 1.4 存在问题和建议 (8) 1.5 要紧技术经济指标 (9) 2.0 产品市场分析与推测 (12) 2.1 LNG市场分析 (12) 2.2 产品运输 (14) 3.0 产品方案及生产规模 (16) 3.1 工艺方案设计基础 (16) 3.2 产品方案和规模 (16) 3.2 产品品种及规格 (16) 4.0 技术方案 (18) 4.1 技术比较 (18) 4.2 工艺技术方案 (22) 4.3 自控技术方案 (25) 4.4 要紧设备选择 (28) 5.0 原料、辅料及动力供应 (37) 5.1 原料、燃料消耗供应及资源 (37) 5.2 公用工程条件消耗及供应 (38) 5.3 催化剂和化学品消耗 (40) 6.0 建厂条件和厂址方案 (41) 6.1 建厂条件 (41) 6.2 项目选址 (41) 7.0 公用工程及辅助设施 (42) 7.1 总图运输 (42)

7.3 供电及电信 (46) 7.4 供热、供风、暖通空调 (52) 7.5 分析化验 (54) 7.6 修理及全厂性仓库 (55) 7.7 土建 (56) 8.0 循环经济建设方案和节能节水 (58) 8.1 循环经济建设方案 (58) 8.2 节能措施 (60) 8.3 节水措施 (60) 9.0 职业卫生安全 (61) 9.1 职业危害因素及其阻碍 (61) 9.2 职业危害因素的防范及治理 (63) 9.3 职业安全卫生专项投资 (67) 9.4 设计采纳的标准 (67) 10.0 消防 (68) 10.1 要紧消防措施和设施 (68) 10.2 消防设计依据 (69) 10.3 消防设计原则 (70) 10.4 火灾危险性分析 (70) 11.0 环境爱护 (71) 11.1 编制依据 (71) 11.2 设计采纳的环境爱护标准 (71) 11.3 建设项目概况 (71) 11.4 要紧污染源和污染物 (71) 11.5 设计中采取的综合利用与处理措施及估量成效 (73) 11.6 绿化设计 (74) 11.7 环境监测机构及设施 (75) 12.0 企业组织、劳动定员和人员培训 (76) 12.1 企业组织 (76) 12.2 生产班制及定员 (76)

LNG气化站工艺流程图

如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。 LNG液化天然气化站安全运行管理 LNG就是液化天然气（Liquefied Natural Gas）的简称，主要成分是甲烷。先将气田生产的天然气净化处理，再经超低温（-162℃）加压液化就形成液化天然气。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右。 一、LNG气化站主要设备的特性 ①LNG场站的工艺特点为“低温储存、常温使用”。储罐设计温度达到负196（摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度），而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。

②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件的保冷性能要好。 ③LNG站内低温区域内的设备、管道、仪表、阀门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。 ④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。 ⑤气化设备在普通气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达到最大的气化流量。 ⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。 二、LNG气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法 1．LNG低温储罐 LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。 （1）储罐的结构 ①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条管道分别独立从储罐的下部引出。 ②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个（两者均位于储罐底部）；在储罐顶部设置有爆破片（以上3个接口不得随意撬开）。 ③内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为300毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。 ④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。 ⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送

液化天然气的流程和工艺

液化天然气的流程与工艺研究 随着“西气东输”管线的建成,沿线许多城镇将要实现天然气化,为了解决天然气的储气、调峰及偏远小城镇的供气问题, 液化天然气(英文缩写为LNG) 技术将有十分广阔的应用前景[1 ,2 ] 。天然气液化技术涉及传热、传质、相变及超低温冷冻等复杂的工艺及设备。在发达国家LNG 装置的设计与制造已经是一项成熟的技术。 一、天然气在进入长输管线之前,已经进行了分离、脱凝析油、脱硫、脱水等 净化处理。但长输管线中的天然气仍含有二氧化碳、水及重质气态烃和汞,这些化合物在天然气液化之前都要被分离出来,以免在冷却过程中冷凝及产生腐蚀。因此我们需要进行预处理。天然气的预处理包括脱酸和脱水。一般的脱除酸气和脱水方法有吸收法、吸附法、转化法等。 1. 1 吸收法 该种方法又分为化学溶剂吸收和物理溶剂吸收两类。化学溶剂吸收是溶剂在水中同酸性气体作用,生成“络合物”,待温度升高,压力降低,络合物分解,释放出酸性气体组分,溶剂循环回用。常用的溶剂有一乙醇胺(MEA) 和二乙醇胺(DEA) ,以上方法又叫胺法.物理吸收法的实质是溶剂对酸性气体的选择性吸收而不是起反应。一般来说有机溶剂的吸收能力与被吸收气体的分压成正比,较新的方法是由醇胺和环丁砜加水组成的环丁砜法或苏菲诺法。 1. 2 吸附法 吸附法实质上是固体干燥剂脱水。一般采用两个干燥塔切换吸附与再生,处理量

大的可用3 个或4 个塔。固体干燥剂种类很多,例如氯化钙、硅胶、活性炭、分子筛等。其中分子筛法是高效脱水方法,特别是抗酸性分子筛问世后,即使高酸性天然气也可以在不脱酸性气体情况下脱水。所以分子筛是优良的脱水剂。从长输管道来的天然气进行脱除CO2 和水后,进入液化工序。 二、天然气液化系统主要包括天然气的预处理、液化、储存、运输、利用这5 个子系统。一般生产工艺过程是,将含甲烷90 %以上的天然气,经过“三脱”(即脱水、脱烃、脱酸性气体等) 净化处理后,采取先进的膨胀制冷工艺或外部冷源,使甲烷变为- 162 ℃的低温液体。目前天然气液化装置工艺路线主要有3 种类型:阶式制冷工艺、混合制冷工艺和膨胀制冷工艺。 1. 阶式制冷工艺 阶式制冷工艺是一种常规制冷工艺(图1) 。对于天然气液化过程,一般是由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的3 个制冷循环阶组成,逐级提供天然气液化所需的冷量,制冷温度梯度分别为- 30 ℃、- 90℃及- 150 ℃左右。净化后的原料天然气在3 个制冷循环的冷却器中逐级冷却、冷凝、液化并过冷,经节流降压后获得低温常压液态天然气产品,送至储罐储存。 阶式制冷工艺制冷系统与天然气液化系统相互独立,制冷剂为单一组分,各系统相互影响少,操作稳定,较适合于高压气源(利用气源压力能) 。但由于该工艺制冷机组多,流程长,对制冷剂纯度要求严格,且不适用于含氮量较多的天然气。因此这种液化工艺在天然气液化装置上已较少应用。 2. 混合制冷工艺 混合制冷工艺是六十年代末期由阶式制冷工艺演变而来的,多采用烃类混合物(N2 、C1 、C2 、C3 、C4 、C5) 作为制冷剂,代替阶式制冷工艺中的多个纯组分。其制冷剂组成根据原料气的组成和压力而定,利用多组分混合物中重组分先冷凝、轻组分后冷凝的特性,将其依次冷凝、分离、节流、蒸发得到不同温度级的冷量。又据混合制冷剂是否与原料天然气相

2020年常用的天然气液化流程

常用的天然气液化流程 常用的天然气液化流程 不同液化工艺流程，其制冷方式各不相同。在天然气液化过程中，常用天然气液化流程主要包括级联式:液化流程、混合制冷剂液化流程与带膨胀机的液化流程，它们的制冷方式如下。 一、级联式液化流程 由若干个在不同温度下操作的制冷循环重叠组成，其中的高、中、低温部分分别使用高、中、低温制冷剂。高温部分中制冷剂的蒸发用来使低温部分中的制冷剂冷凝，低温部分制冷剂再蒸发输出冷量，用几个蒸发冷凝器将这几部分联系起来。蒸发冷凝器既是高温部分的蒸发器又是低温部分的冷凝器。对于天然气液化，多采用由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的三级复叠式制冷循环。 级联式液化流程的优点主要包括： 1、逐级制冷循环所需的能耗最小，也是目前天然气液化循环中效率最高的流程。 2、与混合制冷剂循环相比，换热面积较小； 3、制冷剂为纯物质，无配比问题； 4、各制冷循环系统与天然气液化系统彼此独立，相互影响少、操作稳定、适应性强、技术成熟。 级联式液化流程的缺点： 1、流程复杂、所需压缩机组或设备多，至少要有3台压缩机，初期投资大；

2、附属设备多，必须有生产和储存各种制冷剂的设备，各制冷循环系统不允许相互渗漏，管线及控制系统复杂，管理维修不方便； 3、对制冷剂的纯度要求严格。 根据级联式液化流程的以上特点，该流程无法满足小型撬装式LNG 装置对设备布局要求简单紧凑的要求，因此只适用于大型装置，常用于2X104~5X104m3/d的装置。通过优化设备的配置，级联式液化流程可以与在基本负荷混合制冷剂厂中占主导地位的带预冷的混合制冷 剂循环相媲美。 二、混合制冷剂液化流程 该工艺是20世纪60年代末期，由级联式制冷工艺演变而来的，多采用烃类混合物(N2、C1、C2、C3、C4、C5)作为制冷剂，代替级联式制冷工艺中的多个纯组分，其组成根据原抖气的组成和压力确是，利用多组分混合物中重组分先冷凝、轻组分后冷凝的特性，将其依次冷凝、分离、节流、蒸发得到不同温度级的冷量，又据混合制冷剂是否与原料天然气相混合，分为闭式和开式两种混合制冷工艺。 混合制冷剂液化流程的特点是什么? 以C1~C5的碳氢化合物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、节流、膨胀得到不同温度水平的制冷量，以实现逐步冷却和LNG的工艺流程称之为混合制冷剂液化流程（Mixed-RefrigerantCycle，MRC），这种流程一般用于液化能力为7443X10~30XI0m/d的装置。 与级联式液化流程相比，MRC的优点是：

液化天然气(LNG)接收站的工艺方案

液化天然气（LNG）接收站的工艺方案分为直接输出式和再冷凝式两种，两种工艺方案的主要区别在于对储罐蒸发气的处理方式不同。直接输出式是利用压缩机将LNG储罐的蒸发气（BOG）压缩增压至低压用户所需压力后与低压气化器出来的气体混合外输，再冷凝式是将储罐内的蒸发气经压缩机增压后，进入再冷凝器，与由LNG储罐泵出的LNG进行冷量交换，使蒸发气在再冷凝器中液化，再经高压泵增压后进入高压气化器气化外输。设计时应根据用户压力需要选择合适的工艺方案。为防止卸载时船舱内因液位下降形成负压，储罐内的蒸发气通过回流臂返回到LNG船舱内，以维持船舱压力平衡。储罐内的LNG蒸发气经蒸发气压缩机压缩后进入再冷凝器再液化，经外输泵加压后气化外输。 2.工艺系统描述 液化天然气（LNG）接收站的工艺系统由六部分组成。这六部分分别是NG卸船、LNG储存、LNG再气化/外输、蒸发气（BOG）处理、防真空补气和火炬放空系统。 (1)LNG卸船工艺系统 LNG卸船工艺系统由卸料臂、蒸发气回流臂、LNG取样器、LNG卸船管线，蒸发气回流管线及LNG 循环保冷管线组成。 LNG运输船进港靠泊码头后，通过安装在码头上的卸料臂，将运输船上的LNG出口管线与岸上的LNG 卸船管线联接起来。由船上储罐内的LNG输送泵，将所载LNG输送到岸上储罐内。随着LNG的泵出,运输船上储罐内的气相空间的压力逐渐下降，为维持气相空间的压力，岸上储罐内的部分蒸发气通过蒸发气回流管线、蒸发气回流臂，返回至船上储罐内补压。为保证卸船作业的安全可靠，LNG卸船管线采用双母管式设计。在卸船作业时，两根卸船母管同时工作，各承担总输量的50%。在非卸船作业期间，必须对卸船管线进行循环保冷。双母管设计使卸船管线构成一个循环线，便于对卸船母管进行循环保冷。从储罐输送泵出口分流出一部分LNG，冷却需保冷的管线，经循环保冷管线返回储罐。 (2)LNG储存工艺系统 LNG储存工艺系统由低温储罐、进出口管线、阀门及控制仪表等设备组成。 LNG低温储罐采用绝热保冷设计，储罐中的LNG处于"平衡"状态。由于外界热量(或其它能量)的导入，如储罐绝热层的漏热量、储罐内LNG潜液泵的散热、压力变化、储罐接口管件及附属设施的漏热量等，会导致少量LNG蒸发气化。 LNG潜液泵安装在储罐底部附近，LNG通过泵井从罐顶排出。 LNG储罐上的所有进出口管线全部通过罐顶，罐壁上没有开口。 (3)LNG再气化/外输工艺系统 LNG再气化/外输工艺系统包括LNG潜液泵、LNG高压外输泵、开架式海水气化器、浸没燃烧式气化器及计量系统。 储罐内的LNG经潜液泵增压进入再冷凝器，使再冷凝器中的蒸发气液化，从再冷凝器中出来的LNG 经高压外输泵增压后进入气化系统气化，计量后输往用户。 (4)蒸发气（BOG）处理系统 蒸发气处理工艺系统包括蒸发气（BOG）压缩机、蒸发气冷却器、压缩机分液罐、再冷凝器以及火炬放空系统。 蒸发气处理系统的设计要保证LNG储罐在一定的操作压力范围内正常工作。LNG储罐的操作压力,取决于储罐内气相空间（即蒸发气）的压力。在不同工作状态下，如储罐在正常外输，或储罐正在接收LNG，或储罐既不外输也不接收LNG，蒸发气量有较大差异。因此，储罐设置压力开关来控制气相空间压力，压力开关的设定分为超压和欠压两组，通过压力开关来启停BOG压缩机，从而达到控制压力的目的。 (5)储罐欠压补气系统 为了防止LNG储罐在运行中发生欠压（真空）事故，工艺系统中配置了防真空补气系统。补气气源一般采用接收站再气化的天然气，由气化器出口管汇处引出。

天然气液化项目技术比较

天然气液化项目技术比较 天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化、液化和分离工艺。 1.1天然气净化工艺选择 作为原料气的天然气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。表1.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。 表1.1-1 LNG原料气最大允许杂质含量

从原料气数据来看，原料气中水、CO2、Hg和芳香烃的含量均超标，必须进行净化。 A）脱CO2工艺选择 天然气中含有的H2S和CO2统称为酸性气体，它们的存在会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的

含量，以达到工艺和产品质量的要求。 用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法。它是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是CO2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。 溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。本方案从适用性和经济性的角度考虑，选择甲基二乙醇胺（MDEA）作为脱除酸性气体的溶剂。 MDEA（N-Methyldiethanolamine）即N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N(CH2CH2OH)2，分子量119.2，沸点246~248℃，闪点260℃，凝固点-21℃，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶，微溶于醚。在一定条件下，对二氧化碳等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，